甘肃省绿电消纳路径研究

甘肃省绿电消纳路径研究

随着我国能源结构深度调整，新能源发电量占比持续提升，

绿电消纳问题逐渐成为制约新能源产业发展的关键瓶颈。作为

国家重要的新能源基地，甘肃省绿电消纳水平不仅直接关系到

本省新能源产业高质量发展，更对优化全国能源结构具有重要

支撑作用。本报告旨在研究如何加快促进甘肃省绿电消纳，推

进绿电与产业协同发展，打造经济发展新动能，全面提升甘肃

省经济社会发展的绿色含量。

一、国内绿电消纳现状

（一）全国绿电装机与发电量概况

总体装机规模及增长趋势。近年来，我国绿电装机总量呈

现出迅猛的增长态势，彰显出我国在能源绿色转型道路上的坚

定步伐和显著成效。截至2024年底，全国可再生能源装机达到

18.89亿千瓦，同比增长24.6%，占总装机容量的56%。其中，

水电装机4.36亿千瓦，同比增长3.2%，占全国可再生能源装

机容量的23.07%；风电装机5.21亿千瓦，同比增长18%，占全

国可再生能源装机容量的27.56%；太阳能发电装机8.87亿千

瓦，同比增长45.2%，在全国可再生能源装机容量中的占比高

达46.93%；生物质发电装机4599万千瓦，同比增长4.2%，占

全国可再生能源装机容量的2.43%。可再生能源正逐步成为我

国电力供应的重要支柱力量。

-1-

发电量占比及变化。随着绿电装机规模的快速增长，绿电

发电量占比也呈现出稳步上升的良好趋势。截至2024年底，太

阳能发电量8390.4亿千瓦时，同比大幅增长43.6%，占全国总

发电量的8.32%；风力发电量9970.4亿千瓦时，同比增长

12.5%，占全国总发电量的9.88%；水力发电量约1.27万亿千

瓦时，同比大幅增长10.9%，占全国总发电量的14.13%。

（二）消纳责任权重与政策导向

消纳责任权重的设定与调整。自2019年我国正式步入建立

健全可再生能源电力消纳保障机制轨道以来，对各个省份设定

了明确的可再生能源电力消纳责任权重。随着我国可再生能源

产业的快速发展和能源转型步伐的加快，消纳责任权重也在动

态调整，以适应新的发展形势和要求。2020年度，纳入考核的

30个省（自治区、直辖市）全部完成消纳指标任务；2021年度，

纳入考核的28个省（自治区、直辖市）完成消纳指标任务，全

国总体可再生能源电力消纳责任权重达到29.4%；2022年度，

纳入考核的26个省（自治区、直辖市）完成消纳指标任务，全

国可再生能源电力总量消纳责任权重达到31.6%；2023年度，

纳入考核的25个省（自治区、直辖市）完成消纳指标任务，全

国可再生能源电力消纳责任权重达到32.0%。这些数据充分表

明，可再生能源电力消纳责任权重政策在推动我国可再生能源

发展、提高能源绿色化水平方面发挥了重要作用，取得了显著

成效。2024年，多个省份的消纳责任权重目标较以往年份有了

-2-

明显提升。其中，黑龙江、河南、海南较去年提高7个百分点

及以上，吉林、湖南、甘肃较去年提高了6个百分点及以上。

这一调整充分体现了国家对可再生能源发展的坚定支持和推动

能源绿色转型的决心，也对各省份提出了更高的要求和挑战。

相关政策对绿电消纳的推动。为进一步促进绿电消纳，国

家层面出台了一系列相关政策，有力地推动了绿电消纳和市场

发展。

表1国家促进绿电消纳相关政策

时间发布单位政策名称意义

国家发展改《关于试行可再生

革委、财政

2017

部、国家能能源绿色电力证书标志着我国绿证核发和自愿认购制

年2月

源局联合印核发及自愿认购交度的正式启动。

发易制度的通知》

国家发展改《关于做好可再生

革委、财政能源绿色电力证书实现了绿证核发全覆盖，进一步扩

2023

部、国家能

年7月全覆盖工作促进可大了绿电绿证的供给，为绿电市场

源局联合印再生能源电力消费的发展注入了新的活力。

发

的通知》

国家发展改

革委办公明确合同要素并按现货价格结算偏

2023厅、国家能《关于进一步加快差电量，这一举措进一步完善了电

年10源局综合司电力现货市场建设力市场交易机制，提高了绿电交易

月印发工作的通知》的灵活性和效率，有助于促进绿电

消纳。

明确绿证与能耗双控、碳排放管理

国家发展改《关于加强绿色电等政策衔接机制，并提出夯实绿证

革委、国家力证书与节能降碳核发和交易基础、拓展绿证应用场

2024统计局国

、政策衔接大力促进景等一系列举措，对支持各有关方

年1月家能源局

非化石能源消费的面增加非化石能源消费、加快经济

通知》社会发展全面绿色转型、助力实现

碳达峰碳中和目标具有重要意义。

-3-

通过市场化改革激活新能源发展内

《关于深化新能源

国家发展改生动力，推动能源结构从“政策驱

2025上网电价市场化改

革委、国家动”向“市场驱动”转型，为2030

年2月革促进新能源高质

能源局年前碳达峰提供了制度保障，更将

量发展的通知》

深刻重塑中国能源生产消费格局。

《绿色电力交易专开始在国家层面统一和规范绿电交

2025

国家能源局

年4月章（征求意见易规则，为进一步促进绿电绿证交

稿）》易和消纳提供了坚实的制度保障。

在政策支持和市场机制双重驱动下，我国绿证制度体系框

架基本建成，绿证交易规模实现快速增长，有效推动了绿电消

纳。国家能源局《中国绿色电力证书发展报告（2024）》显示，

截至2024年12月底，全国核发绿证47.34亿个，其中可交易

绿证31.58亿个。2024年全国绿证交易规模翻两番，达4.46

亿个，交易模式灵活多样，跨省交易绿证2.77亿个，省内交易

绿证1.69亿个；全国参与绿证交易的消费主体约5.9万个，同

比增长2.5倍，其中制造业购买绿证数量占比最高（约占

70%）。

二、甘肃省绿电消纳现状

（一）资源禀赋与装机结构

风光资源优势。甘肃地处我国西北内陆，具有得天独厚的

风能和太阳能资源，为绿色电力的发展奠定了坚实的基础。风

能资源理论储量高达5.6亿千瓦，位居全国第4位，全省风功

率密度大于300瓦/平方米的技术可开发量达2.37亿千瓦。太

阳能资源理论储量达95亿千瓦，位居全国第5位，全年太阳总

辐射量为4680-6840兆焦/平方米。河西走廊北部区域是甘肃风

-4-

光资源最为富集的地区，目前已建成千万千瓦级风电基地和众

多大型光伏电站，为甘肃乃至全国的能源供应做出了重要贡献。

新能源装机情况。2024年，新能源装机容量6436.59万千

瓦（不含储能装机容量441.51万千瓦），同比增长24.30%,

占全省发电装机容量的64.41％，位居全国第二。其中，风电

装机容量3214.76万千瓦，同比增长22.98%，占比32.17%；光

伏发电装机容量3190.83万千瓦，同比增长25.63%，占比

31.93%。新型储能441.51万千瓦，同比增长40.99％。

新能源发电量情况。2024年，新能源发电量806.15亿千

瓦时，同比增长15.93％，占全省发电量的35.36％。其中风电

457.89亿千瓦时，同比增长4.87%，占比20.08%；光电337.04

亿千瓦时，同比增长35.54%，占比14.78%。

（二）绿电消纳市场路径与实施成效

绿电消纳方式。省内绿电消纳多措并举。“十四五”以来，

甘肃深入实施“引大引强引头部”行动，消纳主体不断增多，

就地消纳能力明显增强。甘肃电力现货市场转入正式运行后成

为目前全国唯一一家用户“报量报价”参与的电力现货市场，

带动全省10%以上的用电负荷由晚高峰转移至午间时段，同时

新能源装备制造产业等快速发展，不仅促进绿电消纳，还实现

发电、用电企业的互利共赢，推动了能源资源的优化配置。

2024年省内绿电成交电量为11.14亿千瓦时，是2023年成交

电量的1.58倍。绿电消纳跨区外送。为扩大绿电消纳空间，积

-5-

极拓展外送通道，不断扩大绿电外送规模，外送26个省份，规

模位居全国第2，实现了绿电的跨区域优化配置。2024年，全

省累计外送电量558.80亿千瓦时，同比增长6.98%。已建成多

条特高压输电通道，这些输电通道犹如一条条“电力高速公

路”，将甘肃丰富的绿色电力源源不断地输送到全国各地。

表2甘肃特高压输电通道

清洁能

序号通道名称建设进度输送电量

源占比

陇东—山东±800千伏特

1已建成360亿千瓦时/年50%

高压直流输电工程

截至2025年5月6

甘肃酒泉—湖南韶山±800

2已建成日累计2000.025亿40%

千伏特高压直流输电工程千瓦时

甘肃－浙江±800千伏特

3在建

高压直流输电工程----

4甘肃-四川特高压直流工程在建----

绿电交易市场。为适应能源转型要求，充分体现新能源环

境价值，扩大绿电、绿证交易规模，甘肃电力市场不断挖掘用

户绿电绿证消费意愿，分别与北京、上海、天津、安徽、四川、

重庆、陕西7个省市达成多年绿电交易合同电量426.77亿千瓦

时。其中，2025年99.66亿千瓦时，交易规模居国家电网公司

系统第一位。2025年1—4月甘肃绿证交易量达559.65万张，

同比增长1.95倍。其中，向外省售出绿证286.82万张，同比

增长51.22%，省内绿证成交量272.83万张，较2024年全年增

加246.83万张，同比增长9.49倍。充分体现了甘肃绿电交易

-6-

市场的蓬勃发展和强大活力，也为绿电消纳开辟了更广阔的市

场空间，有力地推动了新能源产业的持续健康发展。

绿电消纳成效。近年来，随着一系列大型风电、光伏项目

的相继建成投产，新能源发电能力不断增强，为绿电消纳提供

了充足的电力供应。2024年，全省新能源发电量806.15亿千

瓦时，占全省发电总量的35.36％，较以往年份有所提高。在

消纳比例方面，不断加大消纳力度，通过拓展省内消纳市场、

扩大外送规模、完善交易机制等多种措施，有效提高了绿电消

纳比例。2024年，全省绿电消纳责任权重完成26.6%，超额完

成1.9个百分点，充分体现了在解决绿电消纳问题上的坚定决

心和积极努力。

三、甘肃省绿电消纳发展面临的挑战

（一）电力供需增速错配

甘肃绿电消纳面临电力供应与用电需求的结构性失衡，突

出表现为“供应快增”与“需求慢长”的矛盾，且电力增长速

度远超工业用电增长，进一步加剧消纳压力。2024年，新能源

装机容量达6436.59万千瓦，同比增长24.30%，占总装机

64.41%，其中风电、光伏分别增长22.98%和25.63%。同期，全

省发电总量达2280.14亿千瓦时，同比增长7.92%，但全社会

用电量仅1746.32亿千瓦时，同比增长6.18%。作为用电主力

的工业领域，2024年用电量1283.96亿千瓦时（占比73.52%），

同比增长6.34%，增速比发电总量低1.58个百分点。高载能产

-7-

业（如电解铝、硅铁）受市场价格波动影响，用电需求疲软。

（二）电网建设进度与资源负荷匹配不足

甘肃部分地区电网架构不完善，尤其是河西走廊等风电、

光伏资源丰富的地区，电网建设相对滞后，一些新能源发电项

目远离电网主干线，接入电网的成本较高且接入难度较大，制

约了新能源项目的建设和发展。与东部负荷中心地理间隔较远，

已建成的特高压输电通道已无法满足新能源电力大规模外送需

求，规划中的陇电入浙、陇电入川等特高压工程虽已在建，但

2027年前难以形成有效增量，资源禀赋与市场需求错配。2024

年，新能源电力外送由于外送通道限制，实际外送电量仅为

558.8亿千瓦时，通道利用率不足70%。

（三）新型调节资源培育滞后与构网体系薄弱

在新能源装机占比突破64%的背景下，甘肃调节性电源体

系呈现“传统电源挖潜空间收窄、新型调节资源培育滞后”的

特征，加之新能源构网体系尚未建立，对大电网依赖过高，进

一步加剧了消纳瓶颈。火电调节能力受限于供暖期“以热定电”

政策，冬季低谷调峰缺口显著，难以平衡午间光伏大发与夜间

风电高峰的结构性矛盾；水电调节能力受自然来水影响，丰枯

期出力差异悬殊，枯水期调节能力大幅下降。新能源发电的随

机性、波动性和间歇性，与电网实际需求存在天然错配，而电

源侧缺乏独立支撑电网的构网能力，导致弃电风险与保供压力

并存，降低新能源发电量和投资收益，影响产业持续发展。现

-8-

货市场虽已转入正式运行，但价格信号向用户侧传导仍不充分，

制约了需求侧资源调节潜力释放。虚拟电厂虽聚合了一定量的

可调负荷，但尚未形成规模化参与市场的能力，分布式绿电消

纳效率提升有限。

（四）发用电两侧电价失衡

发电侧，新能源参与市场竞争后，电价形成机制尚未充分

反映其环境价值与调节成本。实施的峰谷分时电价调整虽延长

了低谷时段以匹配光伏出力特性，但新能源企业在现货市场中

仍面临价格压制，导致企业收益显著下降。《关于深化新能源

上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价

格〔2025〕136号）实施后新能源全面参与市场交易，增量项

目电价由市场竞价形成，进一步压缩了企业利润空间，部分项

目资本金收益率已逼近金融机构风险警戒线。用电侧，电价结

构矛盾凸显。为保障电力系统稳定运行，高峰时段电价设置较

高，工业用户电价虽同比下降，但仍高于周边省份。另一方面，

光伏行业低价无序竞争蔓延，企业盈利空间持续收窄，进一步

削弱了新能源投资动力。此外，现货市场用户侧价格传导不充

分，虚拟电厂等新型调节资源尚未形成规模化参与能力，导致

电价信号对负荷调节的引导作用有限。这种供需两端的电价失

衡，既降低了新能源企业投资意愿，又抑制了高耗能产业的绿

电消纳需求，形成“低价低消纳”的恶性循环。

（五）储能技术与资源成本的双重约束

-9-

绿电消纳在储能环节面临技术短板与资源成本的双重制约。

当前全省储能以短时电化学储能为主，而液流电池、压缩空气

等长时储能技术尚处于试点阶段，2024年新型储能装机中长时

储能占比不足5%，难以匹配新能源“午间光伏大发、夜间风电

高峰”的间歇性出力特性。锂资源短缺加剧了储能发展困境。

受全球锂矿产能限制，2024年电池级碳酸锂价格同比波动幅度

达68%，从年初4.2万元/吨飙升至年中8.7万元/吨，年末回

落至5.3万元/吨，剧烈波动导致储能项目成本核算失真，部分

储能项目因成本失控被迫暂停。短时储能技术难以支撑高比例

新能源并网，长时技术因成本高企推广受限；锂价波动导致储

能系统经济性下降，进一步抑制投资积极性，使得电网难以平

衡发电侧的随机性与用电侧的稳定性需求，间接推高弃风弃光

率，制约绿电消纳规模提升。

（六）政策协同与落地效能需持续优化

在跨省政策层面，各省新能源相关实施方案的制定进度存

在差异，政策细则在部分机制设计上也存在不同，一定程度上

影响了区域间政策的协同性。这种情况使得甘肃绿电在跨省流

动过程中，面临一些衔接上的不便，未能完全实现顺畅流动，

对绿电跨省消纳的效率产生了一定影响。在省内政策执行层面，

部分规划目标与实际落地之间还存在需要进一步衔接的空间。

新能源快速发展对配套支撑措施提出了更高要求，相关措施的

推进节奏需与新能源发展态势更好地匹配，以更充分地适应新

-10-

能源规模持续扩大带来的新需求，为绿电消纳提供更有力的保

障。

四、对策建议

（一）构建协同互补电源结构与适配性产业负荷体系

控制新增火电装机规模，对现有火电机组实施灵活性改造，

通过热电解耦、快速启停技术释放调峰容量；依托黄河上游梯

级水电站建立联合调度模型，丰水期承担基荷供电，枯水期强

化分钟级快速调峰能力。在河西走廊推进千万千瓦级风光基地

建设并配套共享储能，在兰州、天水等负荷中心推广“光伏+储

能”分布式项目。借力“东数西算”工程，在庆阳、酒泉建设

绿电数据中心集群，出台“电价优惠+能耗指标倾斜”政策承接

东部高算力产业，在兰州新区、酒泉布局生物医药、新能源装

备制造产业，确保新增产业绿电消纳率100%。引导高耗能产业

转型升级，推动其与新能源电站签订中长期购电协议，既降低

企业用电成本，又稳定绿电消纳规模。通过电源侧协同调度与

负荷侧精准适配，实现电力供需动态平衡，缓解增速错配矛盾。

（二）完善电网架构提升资源负荷匹配效能

针对电网建设进度与资源负荷匹配不足的问题，通过“省

内网架升级提效、跨区通道扩容提质”双向发力，构建“强内

联外、灵活适配”的新型电力网络，为绿电大规模消纳提供坚

实支撑。积极争取国家政策支持，加大对省内电网建设的投资

力度，实施河西走廊750千伏北通道工程，解决酒泉、张掖等

-11-

新能源基地“窝电”问题；同步建设金塔、玉门输变电工程，

补强新能源富集区与负荷中心的联络通道；加快陇电入川等特

高压输电工程建设，升级吉泉±1100千伏特高压直流工程，提

升河西地区新能源输送能力，形成“北通道+吉泉线”双走廊外

送格局。加强电网智能化建设，应用数字孪生、5G通信技术构

建省级智能调度系统，提升新能源出力预测精度，缩短电网故

障恢复时间。加强与受电省份的沟通协调，建立稳定的电力外

送合作关系；创新“峰谷分时电价+绿电溢价”机制，在受端市

场争取绿电差价，提升甘肃绿电市场竞争力；依托西北区域电

力市场开展跨省调峰交易，促进资源与负荷精准匹配，支撑绿

电规模化消纳。

（三）培育多元调节资源与强化构网能力

加快推进常乐电厂二期6号机组建设，形成600万千瓦调

峰支撑能力。支持自备电厂参与调峰，通过“容量租赁+绿电替

代”机制，释放自备机组调节潜力，增加调峰容量。优先推进

水电站配套抽水蓄能项目，利用黄河上游水电资源优势，实现

“水储联合调度”，缓解枯水期调节能力不足问题。完善现货

市场价格传导机制，拉大峰谷价差并建立尖峰电价，引导用户

主动参与调峰。推广成都高新西区经验，将道路照明、商业空

调等纳入调节资源。加强西北五省电网互联，建立备用容量共

享机制，在冬季枯水期通过跨区互济补充调节能力，降低对外

购电依赖度。依托兰州、天水等工业基地，建设省级虚拟电厂

-12-

平台，聚合高耗能企业、充电站、数据中心等可调负荷，形成

千万千瓦调节能力；在兰州新区试点“绿电直连替代”，引导

企业参与需求响应。

（四）完善市场机制与激励政策平衡电价矛盾

针对发用电价失衡问题，可通过金融工具赋能、市场机制

优化及用户激励协同破解。发电侧引入风险对冲工具，推广差

价合约（CFD）和电力期货，帮助新能源企业锁定中长期收益；

参考英国“多退少补”机制，当现货电价偏离基准值5%以上时

启动平抑措施。同步优化现货市场限价机制，结合绿证交易收

益动态调整价格下限，将负电价下探幅度控制在-0.05元/千瓦

时内，避免过度侵蚀企业利润。用电侧强化激励机制，对年绿

电消费多的高耗能企业，给予年度碳配额奖励；开发居民绿电

APP，整合电网账户与“一键购证”功能，通过绿证购买积分兑

换电费折扣，提升参与度。同时完善“基础电价+绿证收益”机

制，拉大峰谷价差，降低高耗能产业低谷用电成本；规范光伏

行业竞争，设立组件价格预警线。

（五）强化储能技术研发与多元应用

技术研发层面，依托兰州新区科创资源，联合中国科学院

兰州分院、兰州大学建立储能技术联合实验室，重点攻关液流

电池电解质材料、压缩空气储能高效换热技术，给予研发项目

补贴。推动金川集团电池材料项目扩容，形成“镍钴资源—电

池电芯—储能系统”产业链，降低本地储能设备采购成本。多

-13-

元应用方面，在河西走廊风电基地继续布局“风电+压缩空气储

能”示范项目，大力支持